книги / Нефтегазопромысловая геология

3.2. Расчленение продуктивной части разреза

Выделению коллекторов по данным ГИС способствует наличие характерных показаний на различных геофизических кривых. Интерпретация кривых наиболее достоверна при совместном использовании в комплексе геофизических и геологических исследований. При этом следует иметь в виду, что керн в ряде случаев не дает достаточно полного представления о положении границ в разрезе залежи. Это связано с низким процентом выноса керна, вследствие чего на поверхность поднимаются преимущественно более крепкие и глинистые породы, а рыхлые и сильнотрещиноватые часто разрушаются при бурении. Длина полученного керна может быть меньше длины интервала проходки, что затрудняет точную привязку керна к глубине.

Выделение коллекторов в терригенном и карбонатном разрезах имеет свои особенности. Песчаные и алевролитовые коллекторы в терригенных разрезах, являющиеся обычно поровыми коллекторами, выделяются наиболее надежно по совокупности следующих характеристик – наибольшему отклонению кривой метода ПС от линии глин, по минимальной гамма-активности на кривой ГК, по сужению диаметра скважины на кавернограмме в результате образования глинистой корки при фильтрации бурового раствора в проницаемую породу. Для выделения малопористых плотных песчано-алевролитовых коллекторов проводят дополнительно электрическое микрозондирование, нейтронный гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж и акустический каротаж. Для распознавания глинистых коллекторов используют следующий комплекс: амплитуды кривой ПС, удельные сопротивления, кавернограммы, кривые микрокаротажа, гамма-каротаж- ную кривую.

Коллекторы в карбонатном разрезе имеют различную структуру пустотного пространства. Распознавание отдельных типов по геологическим и геофизическим материалам весьма сложно. Петрофизические свойства порового карбонатного коллектора близки к таким же свойствам гранулярных песчаных коллекторов. Выделение кол-

21

лекторов в карбонатном разрезе в этом случае заключается в расчленении разреза на плотные и пористые породы. Основными в комплексе методов выделения пористых карбонатов являются нейтронные методы (низкие показания НГК и ННК-т в поровых разностях).

В целом можно говорить о снижении информативности показаний методов ГИС для пропластков менее 1 метра, особенно для карбонатных пластов. При тонком переслаивании плотных и пористых разностей наиболее надежные результаты могут быть получены при привлечении к анализу данных микрозондирования.

Задача выделения в карбонатном разрезе трещиноватых и кавернозных пород значительно усложняется, специальные комплексы геофизических исследований и их интерпретация здесь обычно весьма индивидуальны для конкретных пластов. Учитывая отмеченные особенности подходов к расчленению терригенного и карбонатного разрезов, для каждого конкретного объекта (продуктивного горизонта, толщи) в зависимости от литологического состава пород, слагающих разрез, толщин отдельных слоев и пластов выбирается определенный комплекс ГИС, включающий методы, наиболее информативные в конкретных условиях.

3.3. Емкостные свойства пород-коллекторов

Способность пород-коллекторов содержать нефть, газ и воду обусловливается наличием в породах пустот, которые могут быть представлены порами, кавернами и трещинами. Соответственно емкостные свойства коллекторов нефти и газа обусловливаются пористостью, кавернозностью и трещиноватостью.

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней межгранулярных пор. Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости, который измеряется в долях единицы или процентах. Различают пористость общую и открытую.

Общая (абсолютная) пористость включает в себя все поры горной породы как изолированные, так и сообщающиеся друг с другом. Коэффициентом общей пористости называется отношение суммарного объема всех пор в образце породы к объему образца:

22

где Кобщ.п – коэффициент общей пористости; Vпор – общий объем пор образца породы; Vг.п – объем образца горной породы.

Открытая пористость образуется сообщающимися порами:

где Кп – коэффициент открытой пористости; Vс.пор – объем сообщающихся пор образца породы; Vг.п – объем образца горной породы.

В нефтяной геологии необходимо знание величины именно открытой пористости, которая зависит от размеров пор и соединяющих их поровых каналов, гранулометрического состава слагающих породу частиц и степени их сцементированности. Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяется в широких пределах – от нескольких процентов до 30 %.

Количественно Кп определяется по образцам в лаборатории или по данным геофизических исследований скважин. Наиболее тесная связь пористости с показаниями ГИС отмечается для методов сопротивления, нейтронных и акустического. Для неглинистых терригенных коллекторов оценка открытой пористости может быть произведена по методу ГК.

Сопоставив для интервалов с отбором керна значения Кп с показаниями геофизических методов, строят зависимости типа «керн– ГИС». На основе зависимостей «керн–ГИС» для всего фонда скважин, в том числе пробуренных без отбора керна, возможна объективная оценка Кп.

На рис. 4 приведен пример зависимости типа «керн–ГИС», по которой, зная показания разностного показателя ∆Ig, возможно оценить величину Кп. Например, при значении ∆Ig = 0,20 открытая пористость коллекторов по ГИС принимается равной 18 %, для чистых от глин коллекторов ∆Ig = 0 и соответственно Кп = 0,25.

По величине поры нефтяных и газовых коллекторов условно разделяются на три группы: сверхкапиллярные – диаметром 2–0,5 мм; капиллярные – 0,5–0,0002 мм; субкапиллярные – менее 0,0002 мм.

23

По крупным (сверхкапиллярным) порам и каналам движение нефти, воды и газа происходит свободно, по капиллярным – при значительном участии капиллярных сил, в субкапиллярных каналах

вприродных условиях жидкости перемещаться не могут. Породы, пустоты в которых представлены в основном субкапиллярными порами и каналами, независимо от значения коэффициента общей пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов, т.е. относятся к неколлекторам (глины, глинистые сланцы, плотные известняки и др.). К поровому типу относятся практически все терригенные коллекторы. В песчаниках и алевролитах общая пористость обычно на 5–6 % больше открытой.

Кавернозность горных пород обусловливается существованием

вних вторичных пустот в виде каверн, что свойственно карбонатным коллекторам. Следует различать породы микрокавернозные и макро-

24

кавернозные. К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот в виде пор выщелачивания с диаметром каверн до 2 мм, ко вторым – с рассеянными в породе более крупными кавернами, размеры которых достигают нескольких сантиметров.

Микрокавернозные карбонатные коллекторы на практике нередко отождествляют с поровыми, поскольку для них открытая емкость образована мелкими сообщающимися пустотами. Средняя пустотность микрокавернозных пород обычно не превышает 15 %, но может быть и больше. Макрокавернозные коллекторы в чистом виде встречаются редко, их пустотность достигает не более 1–2 %. При больших толщинах продуктивных карбонатных отложений и при такой емкости коллектора запасы залежей могут быть весьма значительными.

Микрокавернозная пустотность может быть определена как по образцам пород, так и по данным геофизических нейтронных методов. Макрокавернозная пустотность не может быть в достаточной мере отражена образцами и потому оценивается по геофизическим данным. Поскольку в процессе дренирования залежи в основном могут участвовать макрокаверны, пересеченные макротрещинами, изучение макро-кавернозности следует проводить вместе с изучением трещиноватости.

Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обусловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к плотным карбонатным коллекторам. Наличие разветвленной сети трещин, пронизывающих эти плотные коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам.

По величине раскрытости трещин выделяют макротрещины шириной более 40–50 мкм и микротрещины шириной до 40–50 мкм. Макротрещиноватость в основном свойственна карбонатным коллекторам. Трещины, влияющие на процесс фильтрации и работу скважин, в керне обычно не фиксируются, так как при отборе из таких интервалов керн распадается на части. Изучение макротрещиноватости проводят на основе визуального исследования стенок скважины

25

по фотографиям, полученным с помощью глубинных телекамер, а также по данным гидродинамических исследований скважин.

Микротрещиноватость изучают на больших шлифах или крупных образцах кубической формы со стороной куба 5 см. Трещинная емкость пород-коллекторов составляет от долей процента до 1–2 %.

Трещиноватая порода представляет собой совокупность огромного количества элементарных геологических тел, ограниченных макротрещинами. Объем породы такого элементарного тела называют матрицей. Коллектор является чисто трещинным, если плотная матрица не содержит других пустот или содержит микротрещины. Однако матрице часто свойственно наличие пор. При этом матрица может быть малопроницаемой и дренироваться только за счет связи с макротрещинами, а может обладать и собственной достаточно высокой проницаемостью.

Наличие макротрещиноватости обеспечивает включение в процесс дренирования и каверн в кавернозном коллекторе. Таким образом, чаще всего трещины играют роль каналов фильтрации жидкости и газа, связывающих воедино все сложное пустотное пространство пород-коллекторов.

При одновременном участии в дренировании двух или всех трех видов пустот (пор, каверн, трещин) коллектор относят к типу смешанных. В чистом виде трещинные коллекторы встречаются весьма редко. Коллекторы смешанного типа более свойственны карбонатным породам.

Нефте- и газонасыщенные пласты всегда содержат некоторое количество воды, называемой остаточной. Относительное содержание этой воды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и проницаемость коллектора. Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно-связанной пленки на стенках пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах и в капиллярносвязанном состоянии в непроточной части пустот. Для нефтегазопромысловой геологии интерес представляет остаточная вода, содержащаяся в открытом пустотном пространстве.

26

Коэффициентом нефтенасыщенности Кн (газонасыщенности Кг) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к его суммарному объему:

где Кн – коэффициент нефтенасыщенности; Vн – объем нефти в образце горной породы; Vс.пор – объем сообщающихся пор образца породы.

Коэффициентом водонасыщенности КВ коллектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот.

Для нефтенасыщенного коллектора Кн + Кв = 1.

При подсчете запасов нефти и газа и проектировании разработки требуется знание коэффициентов нефте- и газонасыщенности. Величину коэффициента нефтенасыщенности Кн (так же, как и Кг) находят через содержание остаточной воды как разность: Кн = 1– Кв.

Количество остаточной воды может быть определено способами экстрагирования образцов керна или по данным ГИС.

Содержание в породах-коллекторах остаточной воды и ее состояние оказывают большое влияние на процессы вытеснения углеводородов из пустотного объема при разработке залежей. Количество, состав и состояние остаточной воды связаны со свойствами поверхности минерального вещества, с характером пустот, со свойствами нефти, газа и самой воды.

Породы-коллекторы даже в пределах одной залежи могут отличаться по характеру смачиваемости. Остаточная вода может в виде тонкой пленки покрывать всю поверхность пустот. Такую поверхность называют гидрофильной (хорошо смачиваемой водой). В других случаях поверхности зерен могут не смачиваться водой вследствие адсорбции на них пленки нефти. Такие породы называют гидрофобизированными нефтью или гидрофобными.

В гидрофильных породах процесс вытеснения нефти из пустотного пространства протекает легче, чем в гидрофобных. Иногда

27

к гидрофобным условно относят породы, содержащие менее 10 % остаточной воды (Кв < 0,1). Однозначный вывод о гидрофобизации пород можно сделать только на основе определений их смачиваемости в лабораторных условиях.

3.4. Фильтрационные свойства пород-коллекторов

Важнейшим свойством пород-коллекторов является их способность пропускать через себя жидкости и газы при создании перепада давления (депрессии). Такое свойство горных пород называют проницаемостью k.

Впроцессе разработки залежей в пустотном пространстве по- род-коллекторов может происходить движение только нефти, газа или воды, т.е. однофазная фильтрация. При других обстоятельствах может происходить двухили трехфазная фильтрация – совместное перемещение нефти и газа, нефти и воды, газа и воды или смеси нефти, газа и воды.

Вразных условиях фильтрации проницаемость породы-коллек- тора для каждой фазы будет существенно иной. Поэтому для харак-

теристики проницаемости введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.

Под абсолютной понимается проницаемость, определенная при условии насыщения породы однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Абсолютная проницаемость зависит только от свойств самой породы.

Физический смысл проницаемости заключается в том, что она характеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит движение флюидов. При оценке проницаемости

используют размерность мкм2 (внесистемная единица Дарси – Д) или

10–3 мкм2 (мД).

Абсолютная проницаемость продуктивных нефтегазовых коллекторов колеблется в очень широких пределах – от нескольких

28

тысячных до единиц мкм2. Среди разрабатываемых широко распространены залежи со средней проницаемостью коллекторов 0,03– 1,0 мкм2.

Фазовой называется проницаемость пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но

иот степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз

иот их физико-химических свойств. Фазовая проницаемость закономерно уменьшается по мере уменьшения объемной доли данной фазы в фильтрационном потоке.

Относительной проницаемостью породы называется отношение фазовой проницаемости данной фазы к абсолютной. Экспериментально исследован характер потоков с разным сочетанием фаз. Результаты исследований обычно представляют в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от изменяющейся в процессе разработки степени насыщенности пустотного пространства разными фазами. С ростом обводненности пластов фазовая и относительная проницаемости нефти и газа снижаются, для воды – увеличиваются.

Зависимость изменения относительных проницаемостей для нефти и воды при росте коэффициента водонасыщенности приведена

на рис. 5. При Кв > 0,70 фазовая проницаемость по нефти для пласта Бб Шатовского месторождения становится равной нулю, после чего нефть не участвует в процессе фильтрации. Для месторождений нефти на конец их разработки, когда продуктивный пласт интенсивно промыт водой, некоторая доля остаточных запасов нефти всегда остается в пласте.

При разведке и разработке месторождений нефти и газа проницаемость продуктивных пластов определяют по результатам гидродинамических исследований скважин или по установленным на образцах керна петрофизическим зависимостям проницаемости от пористости или нефтенасыщенности пород, с ростом которых для поровых коллекторов k увеличивается. Пример такой устойчивой зависимости k = f(Кп) для пласта Тл Западно-Ельниковского место-

29

(k > 0,1 мкм2) характерна для коллекторов с высокой пористостью

(Кп > 0,20).

30